Перші кроки, що тривають вічність. Реформі українського ринку електроенергії виповнилося вісім років. Але вона так і не розпочалася

«Концепція функціонування і розвитку оптового ринку електричної енергії України» була прийнята урядом А.Кінаха всього лише… 24 січня 2002 року. У цьому документі було прописано теоретичні передумови та основні кроки планованого переходу Об’єднаного ринку електроенергії (ОРЕ, тобто ринок між генераторами і постачальниками електроенергії) на модель «ринок двосторонніх договорів із балансуючим ринком». Завершити реформу тоді планувалося у п’ятирічний термін, тобто до 2007 року. Втім, тоді ж, 2002-го, упродовж двох місяців було велено розробити докладний план необхідних заходів.

Зараз 2010 рік, а «віз» реформ в електроенергетиці так і залишився на місці. Проте на чергу дня це питання продовжують виносити. Здебільшого тоді, коли треба відзвітувати перед МВФ або Світовим банком про виконані перетворення, щоб отримати черговий транш чергового кредиту.

Що це за реформа і навіщо вона потрібна? І головне — якими будуть наслідки як у ситуації з її зволіканням, так і в тому разі, якщо реформі все ж таки дадуть хід?

Історія

Реформа електроенергетики — це відомий безлічі країнам світу процес створення конкуренції там, де це можливо (генерація і роздрібний продаж), та регульованої монополії там, де це економічно доцільно (передача енергії магістральними лініями і місцевими електромережами). Для цього необхідно насамперед розділити традиційну в цій галузі вертикально інтегровану монополію, виділивши генерацію і роздрібний продаж в окремі підприємства. Що й було зроблено в Україні у 90-х роках минулого століття.

І тут почалося таке... Отримавши відносну свободу в ситуації масових неплатежів, електростанції, щоб звести кінці з кінцями, добивалися квот на право «адресної реалізації» електроенергії тим підприємствам, котрі оплачують для них паливо, устаткування і послуги. Після чого відразу ж починали збувати електроенергію за заниженими цінами посередникам як за «живі гроші», так і без них (заборгованість із адресної реалізації також почала накопичуватися). Кількість і частка ринку посередників (тобто незалежних роздрібних постачальників, які конкурували з обленерго) тоді стрімко зростали, і на першу половину 2000 року на нього припадало 30% ринку.

У плані ж продажу електроенергії «традиційними» каналами — через обленерго — відбувалося ось що. Великі підприємства фактично не платили за неї або ж зволікали з оплатою (що в умовах високої інфляції рівнозначне оплаті частковій). Це робило їх більш конкурентоспроможними на зовнішніх ринках і давало Нацбанку валюту, а бюджетові — податки, отож держава не дуже квапилася з репресивними заходами. Електростанції також наскільки могли зволікали з оплатою сировини та інших поставок, а гірники, що не отримували по півроку зарплат, своїми «маршами розпачу» врешті-решт вибивали дотації з держбюджету для своїх шахт, які ставали нерентабельними.

Усе це була одна широка «давальницька схема». Проте «лавочку» довго не наважувалися закрити: надто багато було зацікавлених сторін, і насамперед — експортери. Нарешті 2000 року все ж таки провели реформу, яка створила ту форму ринку, якої досі ми ніяк не реформуємо.

Модель ця базується на двох основних правилах.

1. Усі генеруючі компанії зобов’язані продавати, а постачальники — купувати весь обсяг виробленої електроенергії тільки через ДП «Енергоринок», що продає її постачальникам уже за єдиною ціною.

2. Оплата відбувається через систему розподільних рахунків, при цьому кожен учасник ланцюжка тільки частково — у рамках своєї квоти — набуває право розпоряджатися отриманими грішми.

Це можна описати терміном «біржовий пул», та лише з величезними застереженнями: взагалі-то, справжній пул передбачає тендер між усіма компаніями-генераторами за право продати потужність енергоблоку на годину або півгодини. У нас такий тендер (конкуренція за ціновими заявками) проводиться тільки для генкомпаній ТЕС, що охоплюють 35—40% ринку. Решта генераторів (це атомні, гідроелектростанції і ТЕЦ) продають електроенергію за ціною, встановленою державою в особі Національної комісії регулювання електроенергетики. Ще одну важливу «місцеву» особливість енергетичного пула згадаємо і добре запам’ятаємо: «на виході» з ДП «Енергоринок» формується ціна, середньозважена за видами генерації.

Власне, ця модель і не претендує на те, щоб бути оптимальним механізмом визначення ринкової ціни, адже вже з 2002 року вона розглядалася як тимчасова.

Теорія

Що ж насправді не влаштовує в моделі пула, хай вона навіть буде найбільш «класичною і правильною» (як пул Англії та Уельсу, що діяв із 1990-го по 2000 рік)? Саме те, для чого цю модель задумували її творці: єдиний ціновий механізм. Адже цей механізм безальтернативний! Отож великі генеруючі компанії отримують можливість маніпулювати єдиною ціною, причому інколи так, що вона може підскочити за один раз утричі (як було в Каліфорнії 2000 року)! З іншого боку, такий ринок обмежує конкуренцію. Ситуація на роздрібному ринку України, де частка незалежних постачальників після їх «вимирання» у 2000 році вже ніколи не піднімалася вище 8—9% ринку, досить характерна. І тут дуже доречно буде нагадати про два боки однієї медалі.

Найуспішніше зарекомендувала себе найбільш ліберальна з моделей ринку електроенергії: дозволити генераторам і постачальникам укладати між собою різні прямі договори, що й посилить конкуренцію між ними. Звичайно, її ефективне функціонування неможливе без виконання двох умов: нормальної практики платежів і достатньо демонополізованих (тобто роздрібнених на якомога більшу кількість підприємств) ринків як генераторів, так і постачальників.

Необхідно також балансувати напругу на рівні всієї енергосистеми. Адже законтрактованих учасниками обсягів споживання і генерації неможливо з точністю прогнозувати як фактичних.

Реальність

Концепція, прийнята 2002 року, так і пролежала мертвим капіталом до 2007-го, коли її спробували оживити. Було нарешті прийнято план заходів із її реалізації. Відповідно до цього плану, на кінець 2009 року ринок двосторонніх договорів уже мав функціонувати паралельно з існуючим.

Більше того, у 2009 році почали говорити і про впровадження в рамках певної квоти (10 або 20%) «ринку двосторонніх договорів» через аукціони...

Але... Насправді ідея проведення аукціонів паралельно з існуючою системою, без внесення істотних змін в останню, наперед приречена. Причини цього об’єктивні, їх можна згрупувати у двох площинах: юридичній та економічній.

Будь-який аукціон електроенергії неможливий без відповідної нормативної бази, насамперед внесення змін до Закону «Про електроенергетику». Законопроект №5292 справді був поданий Кабінетом міністрів 30 жовтня 2009 року, але навіть у разі прийняття цей документ у 2009-му вже нічого не вирішував би. Втім, законопроект відразу було повернуто Кабміну на доопрацювання. За всією цією історією прозирає просто взаємне прагнення співпричетних сторін тягнути час.

Але все це кулуарні колізії, які відступають на задній план при усвідомленні економічного підгрунтя.

Як згадувалося вище, важливою особливістю українського енергоринку є формування єдиної ціни покупки постачальниками на основі середньозваженої ціни від різних видів генерації. Основними з них є:

а) атомні електростанції (45—50% ринку), ціна продажу яких (регулюється державою) зараз становить близько 159 грн./МВт• год;

б) теплові електростанції (частка ринку 36—40%), ціна продажу яких (визначається в тендері) зараз у середньому сягає 410 грн./МВт•год.

Результуюча середньозважена ціна мегавата дорівнює приблизно 297 грн., що приблизно в 1,4 разу нижче ціни теплової енергії! Таким чином, теплові електростанції, по суті, отримують субсидію — і чималу — від НАЕК «Енергоатом», а опосередковано (зважаючи на можливість приватизації генкомпаній ТЕС) — від держави.

А тепер уявіть собі теплову електростанцію, яка, замість встановлених 410 грн., погодиться продати мегават за 297 грн. і менше! І роздрібного постачальника, що купить її за ціною, вищою 297 грн.!

Мабуть, був би зацікавлений «Енергоатом», який зі стартової 141 грн. легко «побив» би 297 грн. «Енергоринку». Але автори проекту «передбачили» й це, ввівши вимогу, щоб обсяг продаваної через аукціон атомної енергії не перевищував обсягу теплової.

Взагалі-то, концепція серед перших кроків передбачала перехід АЕС і ГЕС на продаж за ціновими заявками. Але з плану заходів цей пункт зник. Що робить сам документ дуже сумнівним, оскільки без припинення перехресного субсидування жодна реформа енергоринку просто неможлива.

Кому це вигідно?

До чого призвело б скасування цієї субсидії (наприклад, шляхом суто гіпотетичного впровадження негайно і в повному обсязі ринку двосторонніх договорів)?

По-перше, до миттєвого подорожчання електроенергії в півтора разу: адже ринкова ціна в такому разі формувалася б не як середньозважена, а на підставі граничної ціни, якою і є ціна ТЕС. Надалі ж впровадження енергозберігаючих технологій із більшою ймовірністю вело б до зниження попиту на електроенергію.

Усе це, по-друге, зробило б дуже несприятливим конкурентне становище теплових генеруючих компаній. Адже висока ціна вироблюваної ними електроенергії вже не перекриватиметься субсидією від АЕС. Попит на електроенергію ТЕС падатиме, ціна її знизиться, рентабельність погіршиться. І це матиме значення насамперед у плані оцінки інвесторами самих генеруючих компаній: очевидно, вони дуже втратять у вартості.

Ці два ключові результати — збільшення ціни електроенергії і зниження вартості активів у тепловій генерації — матимуть колосальний ефект, якщо оцінити їх з погляду всіх зацікавлених сторін.

Насамперед, підвищення ціни невигідне споживачам, і найбільш відчутно — металургам, узагалі великим промисловим підприємствам, експортерам.

Зниження ж вартості активів торкнеться насамперед інвесторів, які вклали гроші в теплову генерацію: це компанія «Східенерго» (цілком приватна) і міноритарні пакети генкомпаній ТЕС, які залишаються під контролем держави. Але постраждає й держава: адже вона планувала приватизувати ці чотири компанії, а тепер, у кращому разі, муситиме змиритися зі значним зменшенням того, що можна буде за них виручити.

Здавалося б, просування реформи невигідне, практично, всім.

Номінальна встановлена потужність української енергосистеми зараз — порядку 52 ГВт, тоді як споживаємо ми, навіть в успішні роки, не більше 30—32 ГВт (точніше, у кожний конкретний момент часу напруга зазвичай нижча; йдеться про пікове навантаження). Знову, здавалося б, запас маємо, зайві потужності можна було б експортувати. Але насправді практично всі «невикористовувані потужності» належать тепловій генерації. У неї ж 90% енергоблоків відпрацювали свій розрахунковий ресурс (100 тис. годин експлуатації), при цьому 51% — гранично допустимі у світовій практиці норми фізичного зносу (200 тис. годин). Під час пікової напруги в генерації бере участь 27—28% номінальної встановленої потужності ТЕС, але решта 70%, швидше за все, покривається з 51% (або навіть більше) таких, які неможливо використовувати, або це було б надто витратно, плюс певний відсоток, що вилучається для поточних ремонтів.

Але й це ще не все. У 2010—2019 роках настане період, під час якого по черзі закінчуватимуться планові терміни експлуатації більшості встановлених енергоблоків АЕС. Наприклад, перший блок Рівненської АЕС закінчує свою «каденцію» вже поточного року; наступний на черзі — другий блок тієї ж АЕС (у 2011 році). Звісно, терміни експлуатації блоків атомних електростанцій можна подовжувати, але для цього необхідні значні вкладення в їхню модернізацію.

Україна стоїть на порозі або масштабних інвестицій у нові і реконструкцію старих генеруючих потужностей, або ж енергетичного колапсу.

Саме з цих міркувань зволікання з приватизацією ТЕС (добудувати/перебудувати ці стрімко старіючі станції сама держава неспроможна), як і заниження вартості атомної електроенергії через існуючу модель ринку (у результаті «Енергоатом» отримує менше грошей для інвестицій) смерті подібне.

Переходячи на особистості

Концепцію, яка передбачає реформу оптового ринку електроенергетики, було прийнято за прем’єрства Анатолія Кінаха, але вже тоді її зразу ж перестали виконувати. Наприклад, ніхто й не думав готувати деталізований план реформи, що концепцією велілося зробити за два місяці. Міжвідомчу комісію для підготовки такого плану було створено тільки 2004 року, при кабінеті В.Януковича. Але не можна сказати, що й Віктор Федорович, який замінив Кінаха на прем’єрській посаді, дуже активно просував реформу. Комісії знадобиться три роки, щоб наприкінці 2007-го розробити нарешті план заходів (хоча документ, який з’явився в результаті, дуже складним і деталізованим не назвеш). Втім, було це теж за прем’єрства В.Януковича, правда — вже другого. Активні розмови про впровадження плану і проведення перших аукціонів точилися весь 2009 рік (уже в час прем’єрства Ю.Тимошенко), але, як показано вище, так розмовами й залишилися.

То що ж усе-таки просуває цю «вічну» реформу? Чи що її гальмує?

На сьогодні більшість (чотири з п’яти) компаній із теплової електрогенерації контролюються державою через холдинг НАК «Енергетична компанія України», хоча донецька група Ріната Ахметова та ING bank володіють значними міноритарними пакетами. Решта акцій цих компаній торгуються на біржах.

Виняток становить лише компанія «Східенерго», створена з трьох проданих за борги електростанцій «Донбасенерго». Її повністю контролюють структури Р.Ахметова.

Групі Р.Ахметова належать також дуже значні активи в металургійній та гірничопереробній галузях, що є основними споживачами електроенергії в Україні, і міноритарний (28,83%) пакет «Донецькобленерго».

Фактично, це означає, що донецька група через «Енергоринок» дорого продає, а потім сама ж дешево купує електроенергію, яка є одним із ресурсів при виробництві металу. У такому разі, Рінат Ахметов, звісно, найбільше зацікавлений у блокуванні енергореформи. Хоча ми не можемо стверджувати, що робить це насправді він чи інші інвестори металургійної галузі.